PROVEITOS PERMITIDOS E AJUSTAMENTOS PARA 2015 DAS EMPRESAS REGULADAS DO SETOR ELÉTRICO

PROVEITOS PERMITIDOS E AJUSTAMENTOS PARA 2015 DAS EMPRESAS REGULADAS DO SETOR ELÉTRICO Dezembro 2014 ENTIDADE REGULADORA DOS SERVIÇOS ENERGÉTICOS

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ÍNDICE 1 INTRODUÇÃO... 1 2 PRESSUPOSTOS... 5 2.1 Alterações legislativas e regulamentares com impacte nos proveitos permitidos de 2015... 5 2.2 Bases de custos e parâmetros... 15 2.3 Variáveis monetárias... 21 2.4 Custos de aquisição de energia elétrica... 27 3 SÍNTESE DOS PROVEITOS E AJUSTAMENTOS PARA 2015... 39 3.1 Proveitos a recuperar... 39 3.2 Síntese dos ajustamentos de 2013 e de 2014... 40 3.2.1 Ajustamentos de 2013... 40 3.2.2 Ajustamentos provisórios de 2014... 44 4 DETERMINAÇÃO DOS PROVEITOS PERMITIDOS E DOS AJUSTAMENTOS PARA 2015... 47 4.1 Atividade desenvolvida pelo agente comercial (diferencial de custo CAE)... 47 4.1.1 Proveitos permitidos... 47 4.1.2 Ajustamentos... 50 4.2 Atividades desenvolvidas pela entidade concessionária da RNT... 61 4.2.1 Atividade de Gestão Global do Sistema... 61 4.2.1.1 Proveitos permitidos... 61 4.2.1.2 Ajustamentos... 70 4.2.2 Atividade de Transporte de Energia Elétrica... 78 4.2.2.1 Proveitos permitidos... 78 4.2.2.2 Ajustamentos... 83 4.3 Atividades desenvolvidas pela entidade concessionária da Rede Nacional de Distribuição... 89 4.3.1 Atividade de Compra e Venda do Acesso à Rede de Transporte... 90 4.3.1.1 Proveitos permitidos... 90 4.3.1.2 Ajustamentos... 116 4.3.2 Atividade de Distribuição de Energia Elétrica...119 4.3.2.1 Proveitos permitidos... 119 4.3.2.2 Ajustamentos... 124 4.4 Atividades desenvolvidas pelo comercializador de último recurso... 136 4.4.1 Atividade de Compra e Venda de Energia Elétrica...136 4.4.1.1 Proveitos permitidos... 136 4.4.1.2 Ajustamentos... 141 4.4.2 Atividade de Compra e Venda do Acesso às Redes de Transporte e Distribuição...154 4.4.2.1 Proveitos permitidos... 154 4.4.3 Atividade de Comercialização...154 4.4.3.1 Proveitos permitidos... 155 i

4.5 Atividades desenvolvidas pela entidade concessionária do transporte e distribuição da Região Autónoma dos Açores... 160 4.5.1 Atividade de Aquisição de Energia Elétrica e Gestão do Sistema...161 4.5.1.1 Proveitos permitidos... 161 4.5.1.2 Ajustamentos... 169 4.5.2 Atividade de Distribuição de Energia Elétrica...177 4.5.2.1 Proveitos permitidos... 177 4.5.2.2 Ajustamentos... 180 4.5.3 Atividade de Comercialização de Energia Elétrica...186 4.5.3.1 Proveitos permitidos... 187 4.5.3.2 Ajustamentos... 190 4.5.4 Proveitos Permitidos à EDA para 2015...194 4.5.5 Custos com a convergência tarifária na Região Autónoma dos Açores...195 4.5.6 Proveitos a proporcionar por atividade na Região Autónoma do Açores em 2013...197 4.6 Atividades desenvolvidas pela entidade concessionária do transporte e distribuição da Região Autónoma da Madeira... 199 4.6.1 Atividade de Aquisição de Energia Elétrica e Gestão do Sistema...200 4.6.1.1 Proveitos permitidos... 201 4.6.1.2 Ajustamentos... 206 4.6.2 Atividade de Distribuição de Energia Elétrica...214 4.6.2.1 Proveitos permitidos... 214 4.6.2.2 Ajustamentos... 216 4.6.3 Atividade de Comercialização de Energia Elétrica...222 4.6.3.1 Proveitos permitidos... 223 4.6.3.2 Ajustamentos... 224 4.6.4 Proveitos Permitidos à EEM para 2015...229 4.6.5 Custos com a convergência tarifária na Região Autónoma da Madeira...233 5 ANÁLISES COMPLEMENTARES... 235 5.1 Preços de transferência... 235 5.1.1 Enquadramento...235 5.1.2 Apreciação genérica da documentação de preços de transferência...236 5.1.3 Impacte da análise aos Preços de Transferência em Tarifas 2015...238 5.1.3.1 Aquisição de serviços de Contact Center pela EEM à empresa Emacom... 238 5.1.3.2 Leasing da frota automóvel contratualizada pela EEM com a empresa Emacom... 239 5.1.3.3 Aluguer de espaços de estacionamento pela EEM ao Museu Casa da Luz... 240 5.1.3.4 Prestação de serviços administrativos e de contabilidade pela EDA a diversas empresas do Grupo... 242 5.1.4 Conclusões...243 5.2 Aquisições de energia elétrica para fornecimento dos clientes do CUR... 244 5.2.1 Enquadramento...244 5.2.2 Análise...244 6 ANÁLISE DO BALANÇO DE ENERGIA ELÉTRICA... 257 6.1 Previsão da procura... 257 6.2 Desvios da procura... 259 7 INFORMAÇÃO RECEBIDA... 265 ii

ÍNDICE DE FIGURAS Figura 2-1 - Metodologia de indexação na atividade de Distribuição de Energia Elétrica... 17 Figura 2-2 - Metodologia de indexação nas atividades de Transporte de Energia Elétrica e Gestão Global do Sistema... 17 Figura 2-3 - CDS a 5 anos (EUR) da República Portuguesa e de 4 empresas portuguesas... 24 Figura 2-4 - Taxas Euribor a 3 meses, 6 meses e 12 meses... 25 Figura 2-5 - Preços médios do mercado diário em Portugal... 27 Figura 2-6 - Preços médios do mercado diário em Espanha... 28 Figura -2-7 - Diferencial de preço entre Portugal e Espanha... 29 Figura 2-8 - Evolução do preço spot e dos mercados de futuros... 30 Figura 2-9 - Preços médios mensais energia elétrica em Espanha e Brent (euros) base 100 2004... 31 Figura 2-10 - Média móvel mensal preços spot energia elétrica em Espanha e Brent (euros) base 100 2004... 32 Figura 2-11 - Energia transacionada por tecnologia... 33 Figura 2-12 - Satisfação do consumo referido à emissão... 33 Figura 2-13 - Evolução preço Brent (EUR/bbl) entre 1992 e 2014... 34 Figura 2-14 - Preço de futuros petróleo Brent para entrega em dezembro de 2015... 35 Figura 2-15 - Evolução preço carvão API#2 CIF ARA (USD/t)... 36 Figura 2-16 - Evolução preço carvão API#2 CIF ARA (euros /t) base 100 2008... 36 Figura 4-1 - Evolução do preço médio mensal de mercado no pólo português... 54 Figura 4-2 - Mark-up em 2013... 55 Figura 4-3 - Quantidades produzidas previstas e estimadas... 60 Figura 4-4 - Investimento a custos técnicos na atividade de Gestão Global do Sistema entre 2006 e 2015... 62 Figura 4-5 - Compensação entre TSO... 86 Figura 4-6 - Mecanismo de Incentivo ao Aumento da Disponibilidade dos Elementos da RNT e respetivos valores dos parâmetros para 2012-2014... 88 Figura 4-7 - Ajustamento do montante dos CMEC por parcela...105 Figura 4-8 - Produção das centrais com CMEC e índice de produtibilidade hidroelétrica...106 Figura 4-9 - Receita unitária definida no cálculo do valor inicial dos CMEC e no cálculo da revisibilidade...107 Figura 4-10 - Evolução do preço médio mensal em Portugal...108 Figura 4-11 - Evolução do encargo de energia unitário das centrais com CMEC...109 Figura 4-12 - Margem unitária de exploração das centrais com CMEC...110 Figura 4-13 - Mecanismo de incentivo à redução de perdas nas redes de distribuição...130 Figura 4-14 - Evolução das perdas verificadas nas redes de distribuição no seu referencial da saída...131 Figura 4-15 - Evolução dos montantes associados à aplicação do mecanismo de incentivo à redução de perdas nas redes de distribuição...133 Figura 4-16 - Incentivo à melhoria da qualidade de serviço para 2013...135 iii

Figura 4-17 - Evolução das quantidades da PRE por tecnologia...139 Figura 4-18 - Evolução do custo unitário PRE por tecnologia...140 Figura 4-19 - Peso de cada tecnologia no custo total da PRE...141 Figura 4-20 - Evolução do preço CIF do carvão...147 Figura 4-21 - Evolução do preço petróleo Brent...148 Figura 4-22 - Taxa de remuneração dos ativos líquidos de amortizações na EDA...161 Figura 4-23 - Custo unitário variável das centrais térmicas da EDA (EUR/MWh)...162 Figura 4-24 - Custos unitários dos combustíveis para produção de energia elétrica ocorrido e previstos...163 Figura 4-25 - Decomposição do nível dos proveitos permitidos na atividade de Aquisição de Energia Elétrica e Gestão do Sistema da EDA...169 Figura 4-26 - Decomposição dos proveitos permitidos da atividade de AGS...171 Figura 4-27 - Decomposição do nível dos proveitos permitidos na atividade de Distribuição de Energia Elétrica da EDA...179 Figura 4-28 - Proveitos permitidos na atividade de Distribuição de Energia Elétrica da EDA, evolução da energia vendida e proveitos unitários...180 Figura 4-29 - Decomposição dos proveitos permitidos da atividade de DEE...183 Figura 4-30 - Decomposição do nível dos proveitos permitidos na atividade de Comercialização de Energia Elétrica da EDA...189 Figura 4-31 - Proveitos permitidos na atividade de Comercialização de Energia Elétrica da EDA, evolução da energia vendida e proveitos unitários...190 Figura 4-32 - Decomposição dos proveitos permitidos da atividade de CEE...192 Figura 4-33 - Decomposição do nível de proveitos permitidos da EDA de 2003 a 2014...197 Figura 4-34 - Taxa de remuneração dos ativos líquidos de amortizações na EEM...200 Figura 4-35 - Decomposição do nível dos proveitos permitidos na atividade de Aquisição de Energia Elétrica e Gestão do Sistema da EEM...205 Figura 4-36 - Decomposição dos proveitos permitidos da atividade de AGS...208 Figura 4-37 - Decomposição do nível dos proveitos permitidos na atividade de Distribuição de Energia Elétrica da EEM...216 Figura 4-38- Decomposição dos proveitos permitidos da atividade de DEE...219 Figura 4-39 - Decomposição do nível dos proveitos permitidos na atividade de Comercialização de Energia Elétrica da EEM...224 Figura 4-40 - Decomposição dos proveitos permitidos da atividade de CEE...227 Figura 4-41 - Decomposição do nível de proveitos permitidos da EEM...234 Figura 5-1 - Preço médios de mercado mensais, de 2009 a 2013...246 Figura 5-2 - Preços médios de mercado por hora, de 2009 a 2013...248 Figura 5-3 - Consumos do CUR em 2012 e 2013 por períodos (I, II, III e IV)...250 Figura 5-4 - Consumos médios dos clientes do CUR, preços médio por hora, preço médio do mercado e preço de mercado para os clientes do CUR...251 Figura 5-5 - Desvios de consumos do CUR e por hora...252 Figura 5-6 - Desvios totais de consumos do CUR...253 Figura 5-7 - Custos totais com restrições técnicas imputadas ao CUR...254 iv

Figura 5-8 - Estrutura do custo de aquisição de eletricidade pelo CUR...255 Figura 5-9 - Preços de futuros OMIP e preços médios de mercado ocorridos em 2012 e 2013...256 Figura 6-1 - Evolução do consumo referido à emissão em Portugal continental...259 v

ÍNDICE DE QUADROS Quadro 2-1 - Parâmetros a aplicar no mecanismo de custos de referência... 21 Quadro 2-2 - Previsões para o deflator do PIB... 22 Quadro 2-3 - Previsões das empresas para o deflator do PIB... 23 Quadro 2-4 - Taxas de juro e spreads... 26 Quadro 2-5 - Previsões para o custo médio de aquisição do CUR para fornecimento dos clientes para 2014 e para 2015... 37 Quadro 3-1 - Proveitos a recuperar em 2015 por atividade no Continente... 39 Quadro 3-2 - Proveitos permitidos das Regiões Autónomas... 40 Quadro 3-3 - Ajustamentos aos proveitos permitidos de 2013 a refletir em 2015, no Continente... 41 Quadro 3-4 - Ajustamentos aos proveitos permitidos de 2013 a refletir em 2015, nas Regiões Autónomas... 43 Quadro 3-5 - Ajustamentos provisórios aos proveitos permitidos de 2014 a refletir em 2015, no Continente... 44 Quadro 3-6 - Ajustamentos provisórios aos proveitos permitidos de 2014 a refletir em 2015, nas Regiões Autónomas... 45 Quadro 4-1 - Diferencial de custo com a aquisição de energia elétrica aos produtores com CAE previsto para 2015... 48 Quadro 4-2 - Principais pressupostos do cálculo do diferencial de custo previsto para 2015... 49 Quadro 4-3 - Proveitos permitidos da atividade de Compra e Venda de Energia Elétrica... 50 Quadro 4-4 - Cálculo do ajustamento dos proveitos permitidos na atividade CVEE do Agente Comercial em 2013... 51 Quadro 4-5 - Diferencial de custo com a aquisição de energia elétrica aos produtores com CAE... 52 Quadro 4-6 - Produção prevista e verificada... 53 Quadro 4-7 - Custo variável unitário de produção sem CO2... 53 Quadro 4-8 - Receita unitária de venda da energia elétrica... 54 Quadro 4-9 - Variáveis monetárias utilizadas no cálculo dos Encargos de Potência... 56 Quadro 4-10 - Proveitos com o mecanismo de otimização da gestão dos contratos de aquisição de energia em 2013... 57 Quadro 4-11 - Cálculo do ajustamento provisório da atividade de Compra e Venda de Energia Elétrica do Agente Comercial, em 2014... 58 Quadro 4-12 - Análise do diferencial de custo com a aquisição de energia elétrica aos produtores com CAE estimado para 2014... 59 Quadro 4-13 - Pressupostos considerados... 60 Quadro 4-14 - Custos de exploração líquidos de proveitos de exploração que não resultam da aplicação da tarifa de UGS... 62 Quadro 4-15 - Sobrecusto com a convergência tarifária das Regiões Autónomas... 64 Quadro 4-16 - Custos com a convergência tarifária das RAs referentes a 2006 e 2007... 65 Quadro 4-17 - Variáveis e parâmetros para a definição do nível dos proveitos permitidos da Enondas... 66 Quadro 4-18 - Proveitos permitidos na atividade de Gestão Global do Sistema... 69 Quadro 4-19 - Cálculo do ajustamento dos proveitos permitidos na atividade GGS em 2013... 71 vi

Quadro 4-20 - Movimentos no ativo líquido a remunerar... 72 Quadro 4-21 - Custos de exploração afetos à gestão do sistema, líquidos dos proveitos de gestão do sistema que não resultam da aplicação da Tarifa de UGS... 74 Quadro 4-22 - Resumo ajustamento PPEC t-2... 76 Quadro 4-23 - Valor previsto do desvio da recuperação do custo com a convergência tarifária das Regiões Autónomas, pago durante o ano t-1... 77 Quadro 4-24 - Ajustamento de t-1 do CAPEX referente ao ano de 2014 da GGS... 78 Quadro 4-25 - Custos de exploração e custos incrementais da atividade de TEE... 79 Quadro 4-26 - Imobilizado a custos de referência relativo a investimento transferido para exploração em 2014 e 2015... 80 Quadro 4-27 - Incentivo à manutenção em exploração de equipamento em fim de vida útil... 81 Quadro 4-28 - Evolução dos montantes referentes a limpeza de florestas... 82 Quadro 4-29 - Proveitos permitidos da atividade de Transporte de Energia Elétrica... 83 Quadro 4-30 - Cálculo do ajustamento dos proveitos permitidos na atividade TEE em 2013... 84 Quadro 4-31 - Impacte da aplicação do mecanismo na base de ativos em 2013... 85 Quadro 4-32 - Custos de natureza ambiental... 87 Quadro 4-33 - Ajustamento de t-1 do CAPEX referente ao ano de 2014 da TEE... 89 Quadro 4-34 - Diferencial de custos com a aquisição de energia elétrica a produtores em regime especial... 92 Quadro 4-35 - Impacte do diferimento do valor dos diferenciais de custos com a aquisição de energia a produtores em regime especial referente a proveitos permitidos de 2015... 94 Quadro 4-36 - Impacte do diferimento do valor dos diferenciais de custos com a aquisição de energia a PRE de 2012 a 2015 nos proveitos permitidos de 2015... 95 Quadro 4-37 - Diferimento do valor dos diferenciais de custos com a aquisição de energia a produtores em regime especial referente a proveitos permitidos de 2014... 95 Quadro 4-38 - Amortização e juros da dívida tarifária... 99 Quadro 4-39 - Financiamento da tarifa social referente a 2015...101 Quadro 4-40 - Ajustamento do montante dos CMEC...104 Quadro 4-41 - Estimativa da revisibilidade para 2014...112 Quadro 4-42 - Proveitos permitidos de Compra e Venda do Acesso à Rede de Transporte...115 Quadro 4-43 - Cálculo do ajustamento na atividade de Compra e Venda do Acesso à Rede de Transporte...117 Quadro 4-44 - Ajustamento da Tarifa Social...118 Quadro 4-45 - Desagregação do ajustamento em 2013 da Tarifa Social por empresa...119 Quadro 4-46 - Custos com plano de reestruturação de efetivos...122 Quadro 4-47 - Montantes associados a outros planos de ajustamento de efetivos...122 Quadro 4-48 - Proveitos permitidos à atividade de Distribuição de Energia Elétrica...123 Quadro 4-49 - Cálculo do ajustamento na atividade de Distribuição de Energia Elétrica...125 Quadro 4-50 - Movimentos no ativo líquido a remunerar...127 Quadro 4-51 - Evolução dos indutores de custos no OPEX...128 Quadro 4-52 - Ajustamento de t-1 do CAPEX referente ao ano de 2014 da DEE...129 vii

Quadro 4-53 - Parâmetros do incentivo à redução de perdas nas redes de distribuição para o período regulatório 2012-2014...131 Quadro 4-54 - Aplicação do mecanismo de incentivo à redução de perdas nas redes de distribuição no período regulatório 2012-2014...132 Quadro 4-55 - Valores dos parâmetros de qualidade de serviço em vigor para 2013...134 Quadro 4-56 - Determinação do valor de energia distribuída e da energia não distribuída, em 2013...134 Quadro 4-57 - Valores dos parâmetros do incentivo à melhoria da qualidade de serviço para 2013.135 Quadro 4-58 - Aquisições do comercializador de último recurso para satisfação da sua procura...137 Quadro 4-59 - Custo de aquisição de energia elétrica à PRE...138 Quadro 4-60 - Ajustamentos do comercializador de último recurso no âmbito da função CVEE FC..142 Quadro 4-61 - Custos com a função de Compra e Venda de Energia Elétrica para fornecimento dos clientes...143 Quadro 4-62 - Desvios custos da PRE...144 Quadro 4-63 - Cálculo do ajustamento da função Compra e Venda de Energia Elétrica da Produção em Regime Especial...145 Quadro 4-64 - Cálculo do ajustamento na atividade de Compra e Venda de Energia Elétrica para fornecimento a clientes...146 Quadro 4-65 - Custo médio de aquisição de energia elétrica pelo CUR...147 Quadro 4-66 - Condições de referência para a previsão do custo médio de aquisição de energia pelo comercializador de último recurso em 2012...149 Quadro 4-67 - Ajustamento resultante da convergência para um sistema tarifário aditivo no ano t- 2...150 Quadro 4-68 - Aquisições do comercializador de último recurso para satisfação da procura...151 Quadro 4-69 - Cálculo do ajustamento na função de Compra e Venda de Energia Elétrica da produção em regime especial...152 Quadro 4-70 - Cálculo do ajustamento na função de Compra e Venda de Energia Elétrica para Fornecimento dos Clientes...153 Quadro 4-71 - Proveitos permitidos da atividade de Compra e Venda do Acesso às Redes de Transporte e Distribuição...154 Quadro 4-72 - Proveitos permitidos à atividade de Comercialização...156 Quadro 4-73 - Cálculo do ajustamento na atividade de Comercialização...159 Quadro 4-74 - Custos unitários variáveis da energia elétrica emitida pelas centrais térmicas da EDA...162 Quadro 4-75 - Custo unitário dos combustíveis...163 Quadro 4-76 - Determinação do preço de fuelóleo implícito no cálculo para tarifas de 2015...165 Quadro 4-77 - Custo unitário da energia elétrica adquirida aos produtores do sistema independente...165 Quadro 4-78 - Custos da energia elétrica adquirida...166 Quadro 4-79 - Desagregação dos custos de exploração aceites pela ERSE...166 Quadro 4-80 - Variáveis e parâmetros para a definição do nível de proveitos permitidos da atividade de Aquisição de Energia Elétrica e Gestão do Sistema da EDA...168 viii

Quadro 4-81 - Cálculo do ajustamento dos proveitos permitidos na atividade de Aquisição de Energia Elétrica e Gestão do Sistema...170 Quadro 4-82 - Custos com aquisição de energia elétrica ao SIA...171 Quadro 4-83 - Custos com combustíveis previstos e verificados...172 Quadro 4-84 - Determinação dos custos eficientes associados ao fuelóleo e comparação com os custos reais...173 Quadro 4-85 - Custo com transporte do fuelóleo dentro das ilhas...173 Quadro 4-86 - Movimentos das licenças de CO2...174 Quadro 4-87 - Cálculo do ajustamento resultante da convergência tarifária nacional...174 Quadro 4-88 - Movimentos no ativo líquido a remunerar...175 Quadro 4-89 - Acerto provisório do CAPEX na atividade de AGS...176 Quadro 4-90 - Variáveis e parâmetros para a definição do nível de proveitos permitidos da atividade de Distribuição de Energia Elétrica da EDA...178 Quadro 4-91 - Cálculo do ajustamento dos proveitos permitidos na atividade de Distribuição de Energia Elétrica...182 Quadro 4-92 - Energia entregue pelas redes da distribuição...183 Quadro 4-93 - Número médio de clientes...184 Quadro 4-94 - Movimentos no ativo líquido a remunerar...185 Quadro 4-95 - Acerto provisório do CAPEX na atividade de DEE...186 Quadro 4-96 - Variáveis e parâmetros para a definição do nível de proveitos permitidos da atividade de Comercialização de Energia Elétrica da EDA...188 Quadro 4-97 - Cálculo do ajustamento dos proveitos permitidos na atividade de Comercialização de Energia Elétrica...191 Quadro 4-98 - Número médio de clientes...193 Quadro 4-99 - Acerto provisório do CAPEX na atividade de CEE...194 Quadro 4-100 - Proveitos permitidos à EDA para 2015...194 Quadro 4-101 - Proveitos permitidos à EDA, para 2015, excluindo ajustamentos de t-2...195 Quadro 4-102 - Custo com a convergência tarifária da RAA...196 Quadro 4-103 - Proveitos permitidos em 2013 e ajustamentos em 2015, na RAA...198 Quadro 4-104 - Determinação do preço de fuelóleo implícito no cálculo para tarifas de 2015...203 Quadro 4-105 - Custos aceites com outros combustíveis e lubrificantes...203 Quadro 4-106 - Variáveis e parâmetros para a definição do nível de proveitos permitidos da atividade de Aquisição de Energia Elétrica e Gestão do Sistema da EEM...204 Quadro 4-107 - Cálculo do ajustamento na atividade de Aquisição de Energia Elétrica e Gestão do Sistema...207 Quadro 4-108 - Custos com a Aquisição de Energia Elétrica ao SPM...208 Quadro 4-109 - Custos Permitidos com a Aquisição de Energia Elétrica ao SIM...209 Quadro 4-110 - Aquisição de Energia Elétrica ao SIM...209 Quadro 4-111 - Comparação entre os custos com os combustíveis em 2013 previstos e ocorridos..210 Quadro 4-112 - Custos com o fuelóleo em 2013...211 Quadro 4-113 - Movimentos no ativo líquido a remunerar...212 ix

Quadro 4-114 - Acerto provisório do CAPEX na atividade de AGS...214 Quadro 4-115 - Variáveis e parâmetros para a definição do nível de proveitos permitidos da atividade de Distribuição de Energia Elétrica da EEM...215 Quadro 4-116 - Cálculo do ajustamento na atividade de Distribuição de Energia Elétrica...218 Quadro 4-117 - Energia entregue pelas redes de distribuição...219 Quadro 4-118 - Movimentos no ativo líquido a remunerar...220 Quadro 4-119 - Acerto provisório do CAPEX na atividade de DEE...222 Quadro 4-120 - Variáveis e parâmetros para a definição do nível de proveitos permitidos da atividade de Comercialização de Energia Elétrica da EEM...223 Quadro 4-121 - Cálculo do ajustamento na atividade de Comercialização de Energia Elétrica...226 Quadro 4-122 - Número médio de clientes...228 Quadro 4-123 - Acerto provisório do CAPEX na atividade de CEE...229 Quadro 4-124 - Proveitos permitidos da EEM...230 Quadro 4-125 - Proveitos permitidos da EEM, excluindo o ajustamento de t-2...230 Quadro 4-126 - Proveitos permitidos em 2013...232 Quadro 4-127 - Custo com a convergência tarifária na RAM...233 Quadro 5-1 - Operação intragrupo EEM Contact Center...238 Quadro 5-2 - Operação intragrupo EEM Frota automóvel...239 Quadro 5-3 - Operação intragrupo EEM Aluguer estacionamento...240 Quadro 5-4 - Comparação operação vinculada e operações de mercado...241 Quadro 5-5 - Repartição do impacte entre atividades EEM...242 Quadro 5-6 - Operação intragrupo EDA Prestação de serviços...242 Quadro 5-7 - Comparação prestação serviços com e sem margem...243 Quadro 5-8 - Repartição do impacte entre atividades EDA...243 Quadro 5-9 - Desvio entre os preços de futuros OMIP e preços médios de mercado ocorridos em 2012 e 2013...256 Quadro 6-1 - Previsões da emissão para a rede pública em Portugal continental para 2014 a 2015...258 Quadro 6-2 - Consumo referido à emissão...260 Quadro 6-3 - Balanço de energia elétrica da EDP Distribuição...261 Quadro 6-4 - Balanço de energia elétrica da EDA...262 Quadro 6-5 - Balanço de energia elétrica da EEM...263 x

1 INTRODUÇÃO Os proveitos permitidos para as atividades reguladas a recuperar por aplicação das tarifas definidas para 2014 foram calculados nos termos do Regulamento Tarifário que acompanha as tarifas de 2015. O ano de 2015 marca o início de um novo período regulatório. Por conseguinte, a ERSE procedeu à análise dos impactes das metodologias regulatórias aplicadas nas atividades reguladas no período regulatório 2012-2014, no intuito de aferir o nível de desempenho das várias Empresas reguladas, apresentado no documento Análise de desempenho das empresas reguladas do setor elétrico. Para o período regulatório 2015-2017, não se procederam a alterações significativas ao nível das formas de regulação das atividades do setor elétrico. Contudo, procederam-se a ajustamentos ao nível de alguns parâmetros regulatórios: Na definição das bases de custo e fatores de eficiência ao nível dos indutores de custos dos OPEX 1 das atividades reguladas; Alteração dos parâmetros de cálculo dos custos de referência ao nível da atividade de Transporte de Energia Elétrica; Alteração dos parâmetros de cálculo do incentivo à manutenção em exploração de equipamentos em fim de vida útil na atividade de Transporte de Energia Elétrica; Alteração ao mecanismo de incentivo ao investimento inovador ao nível da atividade de Distribuição de Energia Elétrica; Implementação de mecanismo de custos de referência ao nível da atividade de comercialização no Continente e nas Regiões Autónomas; Alteração do indexante para determinação do custo de capital das atividades reguladas. As alterações dos parâmetros são explanadas no documento Parâmetros de regulação para o período 2015 a 2017, que acompanha o documento Tarifas e preços para a energia elétrica e outros serviços em 2015 e parâmetros para o período de 2015-2017. A definição dos proveitos para o ano de tarifas assenta no cálculo dos proveitos permitidos para esse ano, com base em previsões para a evolução da atividade, e no cálculo dos ajustamentos dos proveitos permitidos dos dois anos anteriores. O cálculo e a análise dos fatores que justificam esses ajustamentos, relativos a 2013 e 2014 para a definição de tarifas de 2015, encontram-se neste documento, ao nível de cada atividade regulada. 1 Operational expenditure, de um modo geral correspondem aos custos de exploração. 1

O apuramento dos ajustamentos dos proveitos permitidos dos operadores é um processo essencial do cálculo tarifário. Este exercício garante que os proveitos incorporados nas tarifas refletem os sinais pretendidos. Para o presente processo tarifário, são analisados os dados reais com impacte no cálculo dos proveitos permitidos de 2013 e os valores estimados para os custos com impacte nos proveitos permitidos de 2014. Relativamente a 2013, faz-se uma análise do balanço de energia elétrica e das contas reguladas, por atividade, das empresas reguladas (REN Trading, REN, EDP Distribuição, EDP SU, EDA e EEM) e comparam-se os valores ocorridos com os que tinham sido considerados para o cálculo das tarifas a vigorar em 2013. Determinam-se e analisam-se as diferenças entre valores reais e provisórios e calculam-se os ajustamentos a considerar em cada atividade. No que se refere a 2014, calcula-se o valor provisório do ajustamento aos proveitos permitidos das atividades de Compra e Venda de Energia Elétrica do Agente Comercial e do Comercializador de Último Recurso, bem como os ajustamentos provisórios do CAPEX 2 das atividades de Gestão Global do Sistema, Transporte de Energia Elétrica, Distribuição de Energia Elétrica, no Continente, e das atividades de Aquisição de Energia Elétrica e Gestão do Sistema, Distribuição de Energia Elétrica e Comercialização de Energia Elétrica, nas Regiões Autónomas dos Açores e da Madeira. Todas as referências a artigos, designações e siglas utilizadas ao longo deste documento, no que se referem aos ajustamentos de 2013 e de 2014, bem como a atualização financeira estão de acordo com o Regulamento Tarifário (RT), na redação que lhe foi dada pelo Regulamento n.º 496/2011, de 19 de agosto e as alterações introduzidas pela Diretiva n.º 6/2011, 22 de dezembro. No que diz respeito às previsões em que assentam os proveitos permitidos, estas têm subjacentes projeções à data para a evolução do contexto económico e financeiro das atividades reguladas para 2015, a análise das previsões das empresas reguladas e os parâmetros definidos para o período regulatório 2015-2017. Os principais fatores exógenos, cujas evoluções previstas condicionam os proveitos permitidos, são a procura de energia elétrica, analisada no documento Caracterização da procura de energia elétrica em 2015, os preços dos combustíveis e da energia elétrica nos mercados grossistas, assim como o contexto macroeconómico. Os aspetos mais relevantes desses vetores são analisados no capítulo 2 deste documento. No exercício de definição dos proveitos permitidos, são igualmente consideradas as previsões das empresas para os seus custos de investimentos e de exploração, sendo esta análise efetuada à luz das metodologias regulatórias estabelecidas para cada atividade e dos parâmetros em vigor. Neste documento, apresentam-se os proveitos permitidos por atividade regulada das seguintes entidades: Agente Comercial - REN Trading, SA; 2 Capital expenditure, de um modo geral correspondem aos custos de capital. 2

Entidade concessionária da Rede Nacional de Transporte (RNT) REN, SA; Entidade concessionária da Rede Nacional de Distribuição (RND) EDP Distribuição, SA; Comercializador de último recurso EDP Serviço Universal, SA; Concessionária do transporte e distribuição da Região Autónoma dos Açores EDA, SA; Concessionária do transporte e distribuidor vinculado da Região Autónoma da Madeira EEM, SA. 3

2 PRESSUPOSTOS 2.1 ALTERAÇÕES LEGISLATIVAS E REGULAMENTARES COM IMPACTE NOS PROVEITOS PERMITIDOS DE 2015 Durante o ano de 2014 verificaram-se várias alterações com impacte no cálculo dos proveitos permitidos das atividades reguladas para 2015, bem como na definição dos parâmetros para o período de regulação de 2015 a 2017. Estas alterações abrangem o Regulamento de Relações Comerciais (RRC), o Regulamento de Acesso às Redes e às Interligações (RARI) do setor elétrico, o Regulamento de Operação das Redes (ROR) do setor elétrico e o Regulamento Tarifário (RT). Deste modo, tais medidas tiveram reflexo na última revisão regulamentar, que entre outros objetivos, adaptou os regulamentos da ERSE ao quadro jurídico nacional e comunitário vigente e, em particular, o Regulamento Tarifário. Assim, em 2014 foram publicados alguns diplomas legislativos, com impacto na atuação da ERSE, designadamente na definição e cálculo de proveitos, cuja descrição sumária consta no quadro que de seguida se apresenta: 5

Diploma Descrição Atividade regulada Efeitos Diretiva n.º 1/2014, de 3 de Alteração ao Regulamento Tarifário Atividades sujeitas ao RT Não quantificável em termos de janeiro do Setor Elétrico. Altera os artigos proveitos permitidos 75.º, 76.º e 87 e adita os artigos 117-A.º e 117-B.º do Regulamento Tarifário. Diretiva n.º 2/2014, de 6 de janeiro Aprova o conjunto de incentivos económicos à gestão otimizada dos Compra e Venda de Energia Elétrica do agente comercial. Aprovação de incentivos centros electroprodutores detentores de CAE não cessado, neles se incluindo o incentivo à Produção de energia elétrica nas RAA e RAM gestão dos custos associados às emissões de CO2 desses centros electroprodutores e os incentivos a aplicar na gestão dos custos associados às emissões de CO2 dos centros electroprodutores situados na RAA e na RAM. Portaria n.º 3-A/2014 de 7 de Estabelece os procedimentos das Tarifa de Uso Global do Sistema Redução dos proveitos permitidos janeiro receitas geradas pelos leilões de Elétrico Nacional licenças de emissão de gases com efeito de estufa, incluindo o plano anual de utilização das receitas e o 6

Diploma Descrição Atividade regulada Efeitos modo de articulação do Fundo Português de Carbono (FPC) com outros organismos na alocação e utilização dessas receitas, bem como os montantes a deduzir à tarifa de uso global do Sistema Elétrico. Decreto-Lei 13/2014, de 22 de O presente decreto-lei procede à Comercialização de energia elétrica Não quantificável em termos de janeiro terceira alteração ao Decreto-Lei de último recurso proveitos permitidos n.º 104/2010, de 29 de setembro, alterado pelos Decretos-Leis n.os 75/2012, de 26 de março, e 256/2012, de 29 de novembro, no sentido de alterar a forma de fixação do período de aplicação das tarifas transitórias para fornecimentos de eletricidade aos clientes finais com consumos em alta tensão (AT), média tensão (MT) e baixa tensão especial (BTE) 7

Diploma Descrição Atividade regulada Efeitos Portaria n.º 27/2014 de 4 de Fixa em 31 de dezembro de 2014 a Comercialização de energia elétrica Não quantificável em termos de fevereiro data de extinção das tarifas de último recurso proveitos permitidos transitórias para fornecimentos de eletricidade a clientes finais com consumos em AT, MT e BTE. Diretiva n.º 7/2014, de 10 de Define os parâmetros no âmbito da Aquisição de eletricidade e Redução dos proveitos permitidos fevereiro Portaria nº 279/2011, de 17 de produção em regime especial outubro. Decreto-Lei nº 32/2014, de 28 de Procede ao diferimento da EDP D - Atividade de Compra e Redução dos proveitos permitidos fevereiro repercussão nas tarifas de energia Venda do Acesso à Rede de elétrica de 2014 do montante não Transporte repercutido do ajustamento anual da compensação devida pela cessação antecipada nos contratos de aquisição de energia. Decreto-Lei n.º 55/2014, de 9 de Criou, no âmbito do Ministério do Transversal à cadeia de valor do Redução da dívida tarifária do SEN abril Ambiente, Ordenamento do setor elétrico Território e Energia, o Fundo para a Sustentabilidade Sistémica do Setor Energético (FSSSE), determinando que as verbas do FSSSE devem ser alocadas de 8

Diploma Descrição Atividade regulada Efeitos acordo com a seguinte ordem de prioridade: (i) cobertura de encargos decorrentes do financiamento de políticas do setor energético de cariz social e ambiental, de medidas relacionadas com a eficiência energética no montante correspondente a dois terços da receita gerada com a aplicação da contribuição, até ao limite máximo de EUR 100 000,00; e (ii) cobertura de encargos decorrentes da redução da dívida tarifária do SEN, no montante remanescente. Decreto-Lei n.º 94/2014 de 24 de Estabelece a disciplina aplicável à Produção de energia elétrica Não quantificável em termos de junho potência adicional e à energia proveitos permitidos adicional, ao sobreequipamento e à energia do sobreequipamento de centros electroprodutores eólicos cuja energia elétrica seja remunerada por um regime de remuneração garantida. 9

Diploma Descrição Atividade regulada Efeitos Portaria n.º 500/2014, de 26 de junho Estabelece a metodologia de cálculo da taxa de remuneração a aplicar ao diferimento da EDP D Atividade de Compra e Venda do Acesso à Rede de Transporte Medidas de contenção tarifária repercussão nas tarifas de energia elétrica de 2014 do montante não repercutido do ajustamento anual da compensação devida pela cessação antecipada dos contratos de aquisição de energia, referente ao ano de 2012. Despacho n.º 9480/2014, de 22 de Fixa os valores para efeitos da EDP D Atividade de Compra e Medidas de contenção tarifária julho (Gabinete do Secretário de remuneração do diferimento da Venda do Acesso à Rede de Estado da Energia) repercussão nas tarifas de energia Transporte elétrica de 2014 do montante não repercutido do ajustamento anual da compensação devida pela cessação antecipada dos contratos de aquisição de energia, referente ao ano de 2012. 10

Diploma Descrição Atividade regulada Efeitos Despacho n.º 12597-A/2014, de Vem determinar a distribuição por Tarifa de uso global do sistema do Medidas de contenção tarifária 14 de outubro (Gabinete do nível de tensão ou tipo de operador da rede de transporte Secretário de Estado da Energia) fornecimento do montante disponível do valor do equilíbrio económico-financeiro e respetivos proveitos financeiros resultantes da transmissão pela entidade concessionária da RNT dos direitos de utilização do domínio público hídrico a favor das empresas titulares dos centros electroprodutores. O montante distribuído recai sobre o valor do sobrecusto com os CAE. Despacho n.º 12597-B/2014, de Vem determinar a distribuição por Tarifa de uso global do sistema do Medidas de contenção tarifária 14 de outubro (Gabinete do nível de tensão ou tipo de operador da rede de transporte Secretário de Estado da Energia) fornecimento do produto da contribuição extraordinária sobre o setor energético que seja alocado à cobertura de encargos decorrentes da redução da dívida tarifária do SEN. O montante distribuído recai sobre o valor do sobrecusto com os 11

Diploma Descrição Atividade regulada Efeitos CAE. Portaria n.º 212-A/2014, de 14 de Procede à primeira alteração da Tarifa de uso global do sistema do Medidas de contenção tarifária outubro Portaria n.º 332/2012, de 22 de operador da rede de transporte outubro, alterando a forma de repercussão dos sobrecustos com os CAE e determinando a percentagem de alocação dos sobrecustos com a convergência tarifária e dos sobrecustos com os CAE, por nível de tensão ou tipo de fornecimento. Decreto-Lei nº 153/2014, de 20 de Aprova o regime jurídico aplicável à EDP D - Atividade de Compra e Redução dos proveitos permitidos outubro produção de eletricidade, destinada Venda do Acesso à Rede de ao autoconsumo, baseada em Transporte tecnologias de produção renováveis ou não renováveis, designadas por «Unidades de Produção para Autoconsumo» (UPAC). e aprova, ainda, o regime jurídico aplicável à produção de eletricidade, vendida na sua totalidade à rede elétrica de serviço 12

Diploma Descrição Atividade regulada Efeitos público (RESP), por intermédio de instalações de pequena potência, a partir de recursos renováveis, designadas por «Unidades de Pequena Produção» (UPP). Decreto-Lei 172/2014, de 14 de Procede à alteração do Decreto-Lei Produção em regime ordinário Não quantificável em termos de novembro. nº 138-A/2010 no sentido de proveitos permitidos alargar os critérios de elegibilidade que permitem a atribuição da tarifa social de fornecimento de energia elétrica a clientes finais considerados economicamente vulneráveis e ao Decreto-Lei nº 102/2011, de 30 de setembro, que cria e estabelece as condições para atribuição do apoio social extraordinário ao consumidor de energia (ASECE). Portaria n.º 251-B/2014, de 28 Procede à segunda alteração à Transversal à cadeia de valor do Sem impacte em proveitos novembro Portaria n.º 332/2012, de 22 de setor elétrico permitidos outubro que estabelece os critérios para a repercussão diferenciada dos custos decorrentes de medidas 13

Diploma Descrição Atividade regulada Efeitos de política energética, de sustentabilidade ou de interesse económico geral na tarifa de uso global do sistema aplicável às atividades do Sistema Elétrico Nacional. Despacho n.º 14451-A/2014, de Aprova a taxa de remuneração do EDP SU Atividade de Compra e Redução dos proveitos permitidos 28 de novembro, do Gabinete do alisamento quinquenal dos Venda de Energia Elétrica Secretário de Estado da Energia proveitos permitidos referentes aos sobrecustos com a aquisição de eletricidade a produtores em regime especial para o ano de 2015. Despacho n.º14451-b/2014, de 28 Altera os fatores de modulação por Sem impacte em proveitos de novembro do Gabinete do período horário do CIEG relativo à permitidos Secretário de Estado da Energia energia ativa entregue ao nível de tensão ou tipo de fornecimento, conforme previsto na Portaria n.º 332/2012, de 22 de outubro Regulamento n.º 551/2014, de 15 Aprova o Regulamento Tarifário do Atividades sujeitas ao RT Não quantificável em termos de de dezembro setor elétrico proveitos permitidos 14

2.2 BASES DE CUSTOS E PARÂMETROS No início do novo período de regulação 2015 a 2017, a ERSE procedeu à revisão das metodologias regulatórias e à definição dos parâmetros de regulação a aplicar a cada uma das atividades reguladas com impacte direto nos custos de exploração e de investimento reconhecidos. Os parâmetros definidos são: o custo de capital, as bases de custo para 2015, os indutores de custo e as metas de eficiência a aplicar em 2016 e 2017. Uma análise mais detalhada deste tema encontra-se no documento Parâmetros de regulação para o período 2015 a 2017 3. CUSTO DE CAPITAL A definição do custo de capital no anterior período regulatório foi determinada num ambiente de incerteza e instabilidade financeira em que o regulador ponderou um conjunto de vetores de decisão, nomeadamente a introdução de um mecanismo de indexação deste parâmetro. Na definição do custo de capital, o regulador tem em conta não só a garantia do equilíbrio económico e financeiro das empresas quando geridas de forma eficiente, como também a estabilidade regulatória e o controlo do risco para os consumidores e para as empresas. Tendo em conta a continuação da existência dos riscos e da incerteza na economia portuguesa e europeia, as alterações face ao anterior período não são muito significativas, sendo as mais relevantes as seguintes: 1. Alteração do indexante para determinação do custo de capital das atividades reguladas durante o período regulatório 2015-2017, passando a utilizar-se as yields das OTs a 10 anos (em substituição dos CDS 4 ). Mantém-se, assim, a indexação do valor do custo de capital base à evolução dos mercados. 2. Considerou-se um beta da dívida igual a zero tendo-se considerado, no entanto, um beta do capital próprio ajustado 5. Para o ano de 2015, a ERSE aplicará um custo de capital nominal, antes de impostos, de 6,40% para remunerar o ativo da atividade de Gestão Global do Sistema e o ativo valorizado a custos reais da atividade de Transporte de Energia Elétrica. Para os ativos valorizados a custos de referência da 3 A definição dos parâmetros diretamente associados aos custos de exploração (OPEX) das atividades reguladas e aos custos de referência da atividade de comercialização beneficiou, pela primeira vez, do trabalho desenvolvido no âmbito de um protocolo de cooperação estabelecido entre a ERSE e a Faculdade de Economia da Universidade do Porto. 4 Credit Default Swaps 5 Beta ajustado=(2/3*raw Beta+1/3*1) 15

atividade de Transporte de Energia Elétrica é adicionado um spread de 0,75 pontos percentuais, perfazendo um custo de capital nominal, antes de impostos, de 7,15%. Na atividade de Distribuição de Energia Elétrica, a ERSE aplicará um custo de capital nominal, antes de impostos, de 6,75% 6. Nas Regiões Autónomas, e à semelhança dos períodos regulatórios anteriores, a ERSE mantém a mesma metodologia de equiparação do custo de capital a aplicar a cada uma das atividades das empresas insulares com as atividades equivalentes do Continente. Deste modo, à atividade de Aquisição de Energia Elétrica e Gestão do Sistema será aplicado o custo de capital das atividades de Gestão Global do Sistema e de Transporte de Energia Elétrica do Continente e para as atividades de Distribuição de Energia Elétrica e de Comercialização de Energia Elétrica, o custo de capital da atividade de Distribuição de Energia Elétrica do Continente. Atendendo a que o custo de capital deve ser forward-looking, foi dada continuidade ao implementado no período regulatório anterior, e também para o setor do gás, desenvolvendo-se um mecanismo de indexação que permite refletir a evolução da conjuntura económica e financeira futura, e deste modo compensar os riscos dos capitais próprio e alheio. No presente período regulatório, 2015-2017, optou-se pela indexação do custo do capital às OT em vez dos CDS. Conforme referido, a atualização do RoR far-se-á com base na evolução das cotações médias diárias das OT da República Portuguesa a 10 anos publicadas pelo Banco de Portugal durante o período compreendido entre o mês de outubro do ano anterior, até ao mês de setembro do ano de aplicação das tarifas. Também a par do definido para o anterior período regulatório, e do que existe no gás, o mecanismo apresenta um limite superior (cap) e um limite inferior (floor). As figuras seguintes esquematizam a metodologia de indexação da atividade de Distribuição de Energia Elétrica e das atividades de Transporte de Energia Elétrica e Gestão Global do Sistema do Continente. 6 Taxa igualmente aplicada à atividade de Comercialização de Energia Elétrica exercida pela EDP SU. 16

Figura 2-1 - Metodologia de indexação na atividade de Distribuição de Energia Elétrica 10% 9,50% WACC EDPD 6,75% 9% 8% 7% 6% 5% 4% 3% 2% 1% 6,00% 0% 0% 1% 2% 3% 4% 5% 6% 7% 8% 9% 10% 11% 12% 13% 1,725% 3,60% 10,475% OT's Fontes: ERSE, Banco de Portugal, Reuters Figura 2-2 - Metodologia de indexação nas atividades de Transporte de Energia Elétrica e Gestão Global do Sistema 10% 9% 9,15% WACC REN 6,40% 8% 7% 6% 5% 4% 3% 2% 1% 5,65% 0% 0% 1% 2% 3% 4% 5% 6% 7% 8% 9% 10% 11% 12% 13% 1,725% 3,60% 10,475% OT's Fontes: ERSE, Banco de Portugal, Reuters 17

BASES DE CUSTO E METAS DE EFICIÊNCIA Na atividade de Transporte de Energia Elétrica, com o objetivo de promover um comportamento mais eficiente por parte do operador da rede de transporte, foi implementado, no período regulatório de 2009-2011, um modelo de regulação assente num sistema de incentivos que se prolongou no período regulatório de 2012-2014. Após avaliação do desempenho do operador da rede de transporte ao longo desses dois períodos regulatórios, a ERSE entendeu manter a mesma forma de regulação, ao nível do OPEX, num modelo assente em custos incrementais. O objetivo é o de conduzir o operador da rede de transporte a um melhor desempenho, dando-lhe mais liberdade e maior responsabilidade de atuação. A definição do nível de eficiência a aplicar à atividade de Transporte de Energia Elétrica assentou na análise de desempenho da empresa face às metas de eficiência exigidas e num estudo de Benchmarking efetuado entre 2012 e 2013 para um conjunto de 21 Operadores da Rede de Transporte Europeus, designado por E3GRID2012 European TSO Benchmarking Study, publicado em julho de 2013 7. As análises efetuadas permitiram concluir que: (i) nos anos de 2012 e de 2013, a REN cumpriu a meta de eficiência estabelecida, reduzindo substancialmente a sua base de custos, (ii) o estudo de benchmarking conduzido pelo projeto E3GRID2012 confirma a melhoria da eficiência relativa da REN comparativamente com o estudo anterior conduzido no âmbito do projeto E3GRID2009. Assim: Reavaliou-se a base de custos para 2015, considerando como referência a média dos custos reais auditados de 2012 e de 2013. Na transposição dos custos de 2012/2013 para 2015 considerou-se a eficiência definida para o período de regulação 2012-2014; Mantiveram-se os indutores de custos utilizados nos períodos regulatórios anteriores, (i) variação dos quilómetros de rede e (ii) variação do número de painéis em subestações, por se considerar que os mesmos refletem adequadamente o nível de atividade da empresa; Reviu-se em baixa o nível de eficiência para níveis próximos dos considerados para o progresso tecnológico, 1,5%. Na atividade de Distribuição de Energia Elétrica manteve-se a regulação do tipo price cap aplicada ao OPEX e custos aceites ao nível do CAPEX. Reavaliou-se a base de custos para 2015, considerando-se os custos reais e auditados de 2013. Na transposição dos custos de 2013 para 2015 considerou-se a eficiência definida para o período de regulação 2012-2014. 7 Este estudo foi efetuado pela Frontier, Consentec e Sumicsid. A versão pública pode ser visualizada em: https://www.acm.nl/nl/download/bijlage/?id=11518 18

Para além da análise de desempenho da empresa face às metas de eficiência exigidas para o período regulatório, para a definição do nível de eficiência, foi efetuado um benchmarking. Das diferentes análises efetuadas conclui-se que: (i) a EDP Distribuição tem vindo a reduzir os seus custos, (ii) os custos reais têm-se aproximado dos custos aceites pelo regulador, (iii) os resultados dos estudos de benchmarking revelam que a empresa está muito próxima do nível de eficiência e (iv) o valor mínimo de eficiência poderá situar-se entre 1,3%, relativamente ao progresso tecnológico decorrente da análise da empresa, e 2,6%, equivalente à mediana da amostra considerada. Face ao exposto considera-se uma meta de eficiência de 2,5%. Relativamente aos indutores de custos, mantiveram-se a energia distribuída e o número de clientes, tendo-se eliminado a energia injetada na rede e introduziu-se a extensão de rede. Este último indutor será aplicado apenas na rede AT/MT em substituição do número de clientes. Assim, para todos os níveis de tensão a componente fixa representa um peso de 20% e a energia distribuída representa 40%. Os restantes 40% correspondem: i) ao número de clientes, para a base de custos da rede BT e ii) aos km de rede da base de custos da rede AT/MT. Na atividade de comercialização de energia elétrica manteve-se uma regulação por incentivos ao nível do OPEX, procurando-se harmonizar as metodologias regulatórias entre as três empresas comercializadoras do Continente e das Regiões Autónomas (RAs). No que respeita à EDP SU, mantém-se uma regulação por price-cap. Relativamente às RAs, para além de se manter uma regulação por price-cap ao nível do OPEX, continua-se a aplicar uma metodologia regulatória de custos aceites ao nível do CAPEX. A harmonização na metodologia de cálculo do OPEX na atividade de comercialização consubstanciou-se na uniformização das rubricas elegíveis para apuramento da base de custos controláveis sujeita a metas de eficiência, bem como no alinhamento dos valores aceites pela ERSE com os custos de referência definidos para a atividade comercialização de energia elétrica. Assim, reavaliou-se a base de custos controláveis para 2015, considerando-se os custos reais e auditados de 2013 para as três empresas. Na transposição dos custos de 2013 para 2015 consideraram-se os parâmetros definidos o período de regulação 2012-2014. Foi reavaliada a repartição entre componente fixa e componente variável da base de custos controláveis. No caso da EDP SU aplica-se agora uma ponderação de 25% para os custos fixos e 75% para os custos variáveis, por forma a promover o progressivo escalonamento da sua estrutura de custos. Nas RAs a repartição manteve-se inalterada, repartindo-se equitativamente as componentes fixa e variável. A harmonização nas práticas regulatórias passou também por uma uniformização dos indutores de custos definidos, sendo aplicado como driver de atividade das três empresas o número médio de clientes, considerado como o indicador mais adequado e auditável. 19